致密油非常规技术开发技术实践及认识.ppt

1、致密油非常规开发技术实践及认识,胜利油田2013年开发技术座谈会,胜利油田分公司非常规项目部 2013年2月,目 录,一、致密油储层特点 二、非常规设计优化技术 三、非常规优快钻井技术 四、非常规压裂完井技术 五、非常规现场实施效果 六、几点认识,胜利油田致密油包括浊积岩、滩坝砂和砂砾岩，探明地质储量2.5亿吨，其中滩坝砂占60%。“十二五”期间新增探明储量中近70%为深层致密油储量。具有“深”、“细”、“薄”、“贫”、“散”特点。,（一）致密油储层特点,深 埋深3500m储量占51% 细 喉道中值半径一般0.4m 薄 油层平均单层厚度1.5m 贫 丰度50104t/km2储量占55% 散 含

2、油井段跨度50m储量占86%,（二）浊积岩特点及工程难点,主力层突出，油层井段集中，厚度较大； 部分砂体下部有水层，部分有泥岩夹层。,裸眼完井长水平段，井眼质量要求高； 套管完井储层易污染，长水平段固井质量难以保障。,裸眼完井工具下入难度大，加砂规模受限； 套管完井作业时间长，压裂液返排困难。,特 点,钻井难点,压裂难点,（三）砂砾岩特点及工程难点,跨度大，油干互层，成层性差，横向变化大，砾石分布无规律。,砾石分布规律性差，钻头选型难度大，机械钻速低、可钻性差。,纵向无明显遮挡层，应力差小，裂缝高度难以控制，难以形成有效缝长； 砾石含量高且无规律，裂缝形态复杂。,特 点,钻井难点,压裂难点,（

3、四）滩坝砂特点及工程难点,砂泥薄互、砂体厚度薄、分布零散、跨度大、丰度低。,井壁稳定性差，钻井安全风险大； 井眼不规则，固井质量难以保障。,砂泥岩可压性差异大，裂缝形态复杂； 裂缝在泥岩中的导流能力差，实现纵向多层沟通难度大。,滨444,砂泥薄互，裂缝形态复杂,特 点,钻井难点,压裂难点,胜利油田资源特点决定了无法直接照搬国外经验和技术，需针对性配套技术、探索会战规律、形成运行管理模式。 会战目标：分类部署，分层次推进；加快致密油，实现规模建产；突破页岩油气，形成配套技术系列。 会战思路：边引进学习，边应用提升，边自主研发。 经过一年多“以我为主、适当借用外脑”的攻关，实现了油藏、钻井、压裂、

4、投产全过程自主技术服务。,目 录,一、致密油储层特点 二、非常规井设计优化技术 三、非常规井优快钻井技术 四、非常规井压裂完井技术 五、非常规现场实施效果 六、几点认识,以提高单井经济可采储量为目标，实现地质、钻井、压裂、生产一体化优化，注重施工单位设计伊始全程介入。,常规井,非常规井,常规单向接力式设计,各专业多向优化设计,不同水平段长度累产油量计算,开展致密油水平井渗流规律研究，优化确定水平段长度1400m、裂缝间距100m、井距300-350m时可实现有效动用。,超过1400m增幅明显变缓,小于2倍极限流动半径后增幅明显下降,（一）优化井距、水平段长度及裂缝间距,实现有效动用,90,30

5、,45,60,0,裂缝几何形态,裂缝几何形态,最小主应力方向,最小主应力方向,水平主应力差10MPa：水平井眼与最小主应力夹角30度，可形成横切缝，实现改造体积最大化。,水平主应力差4MPa：水平井眼与最小主应力夹角30度，可形成横切缝，应力差低，裂缝形态更复杂。,采用人工岩心，开展物模试验，指导水平井轨道位置及压裂方案优化。,（二）优化轨道平面、纵向位置，提高储量动用程度,致密砂岩水平井裸眼完井水力裂缝扩展规律研究,裂缝纵向扩展影响因素分析,致密砂岩岩石可压性评价,开展40组三轴岩石力学参数试验，分析已压裂的25口井（滩坝砂）裂缝展布的影响因素，认为隔层与油层应力差大于7MPa或隔层厚度大于

6、10米，纵向有效沟通难度大。,（二）优化轨道平面、纵向位置，提高储量动用程度,根据裂缝展布规律研究及岩石可压性评价，轨道平面上要垂直最大主应力方向；纵向上要实现多个小层沟通,避免压开水层，并利于缝长延伸。,轨道平面及纵向位置优化,（二）优化轨道平面、纵向位置，提高储量动用程度,树立梯形靶盒和两级控靶理念，钻进时强调中靶，但不要求时时追轨迹，放宽纵向及平面限制，在满足油藏要求的同时，降低钻井施工难度。,樊154-平2井完钻水平段长2015米，创中石化小井眼水平井水平段最长纪录。 3月1日分20段压裂，创国内陆相砂岩油井分段数最多记录。,（三）优化钻井轨道，满足完井需求,目标靶点超过3个不设计。

7、水平段上倾井眼轨道不设计。 油藏与工程、设计与施工人员意见不统一不设计。,三个不设计原则,三项控制指标要求,为保证完井管柱串的顺利下入，针对非常规井轨道设计提出了“三不设计”原则和井身质量三项控制指标。,（三）优化钻井轨道，满足完井需求,滑套位置：选择储层物性好的部位。 封隔器位置：井径扩大率5%、连续稳定井段10m以上。,（四）优化滑套及卡封位置，实现多段均衡改造,（五）优化压裂参数，提升改造效果,小型压裂测试：分析储层滤失、压裂液效率，优选排量及泵注程序； 优化缝长、导流能力：支撑半缝长120-130米,导流能力20-40 达西.厘米；,根据各级球座直径差异，为保证工具性能，排量控制在3.

8、8-4.9m3/min。 进行小型压裂分析,压裂液效率为22%，滤失大,将前置液比例由46%提高至60%。,小型压裂曲线,樊154-平1井压裂参数优化,（六）优化生产制度，提高稳产效果,结合系统试井及动态跟踪，划分水平井5个流动阶段，指导了多级压裂水平井合理工作制度选取。,双线性流（反排期）,线性流（自喷期）,大油嘴放喷，快速返排压裂液，减少储层污染。,小油嘴稳产，延长自喷期，减少近井渗透率损失,裂缝拟径向流（转抽初期）,+系统拟径向流,泵抽稳产，实现均衡动用，提高采收率。,樊154-162块长井段多级压裂水平井合理工作制度推荐表,（六）优化生产制度，提高稳产效果,排液阶段：油嘴5-7mm,生

9、产压差6-7MPa 自喷稳产：油嘴3.0mm，生产压差4MPa 转抽阶段：生产压差3MPa,非常规水平井压后生产分为三个阶段,目 录,一、致密油储层特点 二、非常规井设计优化技术 三、非常规井优快钻井技术 四、非常规井压裂完井技术 五、非常规现场实施效果 六、几点认识,针对浊积岩、滩坝砂、页岩，形成铝胺钻井液、高混油比水基钻井液和油基钻井液等三种体系，并形成了非常规钻井液技术规范。,（一）钻井液,铝胺钻井液体系,单层浊积岩,高混油比钻井液 体系,砂泥间互浊积岩,樊154-樊116等区块应用21口,义123-173、滨435区块应用12口,储集层类型,现场应用,钻井液类型,携岩能力、润滑,防膨、

10、封堵、润滑,柴油基及白油基 钻井液体系,页岩,渤页平1、平2及梁页1HF等4口,防膨、井壁稳定,油基泥浆重复利用技术应用。在渤页平1、渤页平2井、梁页1HF和义173-5HF等4井应用。目前属于国内独有。,油基钻井液循环利用处理装置,油基钻屑随钻处理装置,梁页1HF井利用渤页平2井回收油基泥浆占全井38.6%，且回收率达到65%。 相同用量下白油基再次利用成本低于柴油基钻井液。 通过对渤页平2井含油钻屑处理，钻屑含油量小于3%，达到一级环保排放标准。,（一）钻井液,浊积岩不同井段PDC钻头推荐表,樊116-2HF单只钻头进尺1585m，创胜利油田非常规井单只钻头完成定向、水平段新纪录。,优选钻

11、头材料、优化刀翼布局和流道设计，形成适用于致密砂岩的PDC钻头，提高钻速，目前已成功应用89只。,（二）优选钻头,近钻头测量技术：研发的近钻头测量仪，测斜另长由常规的17米缩短至0.6米，提高了轨迹控制精度和地层识别能力，在营691-1HF井试验成功，与LWD相比提前15米伽玛异常显示，识别储层。,（三）优化测控技术,水平段钻具组合优化：针对长水平段摩阻大、轨迹调整难度大等问题，开展钻具组合力学分析，优化双扶正器尺寸，提高复合钻进比例，由85%提高至94%，实现水平段单趟钻进尺最大化。樊154-平4井单趟钻平均进尺达476米，提速效果明显。,优化动力钻具本体扶正块尺寸（比常规小12mm），配套

12、147mm欠尺寸扶正器，钻压30-40KN，稳斜效果最好。,（三）优化测控技术,针对长水平井段固井质量差、影响压裂效果的问题，研究形成液压膨胀扶正器、塑性膨胀水泥、高效驱油前置液体系等关键技术，在樊116、滨173等区块实施5口水平井，水平段固井质量明显提高。,盐227-1HF井水平段采用塑性微膨胀水泥体系、液压膨胀扶正器，第一界面固井质量全优。,（四）水平井固井技术,盐227-1HF井固井解释图,埋深2800米、水平段长1200米的单层浊积岩钻井周期由初期70天左右缩短至40天以内。 埋深3800米、水平段长1100米的砂泥间互浊积岩钻井周期由初期127天左右缩短至70天以内。,不同油藏类型

13、钻井提速效果,（五）现场应用,目 录,一、致密油储层特点 二、非常规井设计优化技术 三、非常规井优快钻井技术 四、非常规井压裂完井技术 五、非常规现场实施效果 六、几点认识,自主研发裸眼封隔器分段压裂现场试验成功。经评价，自主完井工具性能指标与国外先进水平相当，可完成15级分段压裂。,胜利和贝克休斯工具对比（741/2in）,低密度球,投球滑套,裸眼封隔器,（一）完井工具,自主配套了套管固井泵送桥塞分段压裂技术，攻克了分簇点火、推送等6个技术难点。,液控触发开关式分簇点火控制技术 安全电点火技术 大通径高压电缆密闭系统,推送技术 易钻复合材料桥塞 射孔输送安全系统,大通径高压电缆密闭系统,液控

14、触发开关式分簇点火控制技术,（一）完井工具,裸眼投球滑套管柱已在樊154-平4等6口井现场应用，占该技术应用井数的约1/3；泵送桥塞分段压裂在盐227-1HF、辛14-8HF井成功应用。 自有工具及技术服务费用约为国外公司的3/4。自有技术应用后，外方工具及技术服务费用下降了20%，服务的积极性和主动性明显提高。,樊154平4压裂施工曲线 （10个滑套打开，压力显示明显）,（一）完井工具,研制的乳液缔合型压裂液具有低成本、耐高温（150-230）、无残渣、低伤害的特点，可用地面水和污水进行现场实时混配，已在盐227-1HF井成功应用，下一步要加大应用规模。,140下流变曲线,盐227-1HF第

15、9段压裂施工曲线,盐227-1HF压裂液采用地表水现场配制，液量5078m3 ，分11段压裂，最高砂比45%，性能完全满足现场需要。,（二）压裂液,提升了注入能力。配套了2500型压裂机组（8台），最高施工压力120MPa、最大排量10m3/min(70MPa)。同时配套数据远传系统，实现室内与现场压裂施工数据同步，便于专家决策。,2500型压裂泵车,2500形压裂车组网络控制系统,（三）压裂施工配套,提升了储配液能力。配套现场混配车2台，现场日配液提高至3500m3；下步装备大排量现场配液设备，配液速度由3.5m3/min提高6m3/m，实现实时混配、在线压裂。优化组合压裂罐群，配备软体罐，

16、储液能力15000m3。 自主开发裸眼投球滑套投球器现场应用成功。,软体罐现场示意图,在义173-4HF井现场配液进行了应用,（三）压裂施工配套,投球器现场示意图,在义123-10HF井分段压裂进行了应用,（四）现场应用,裸眼投球滑套完成压裂20井次，251段；泵送桥塞完成压裂8井次，60段； 连续油管拖动完成压裂2井次，18段；,目 录,一、致密油储层特点 二、非常规井设计优化技术 三、非常规井优快钻井技术 四、非常规井压裂完井技术 五、非常规现场实施效果 六、几点认识,义123块生产情况统计表,深层浊积岩：义123块投产5口井，均自喷生产，日油15吨。其中义123-平1井5mm油嘴自喷，已

17、稳产319天，累油3591吨。,（一）深层浊积岩,浅层浊积岩：樊154块投产10口井，平均单井日油稳定在10吨左右，正常井平均自喷236天。,樊154块水平井与直井日油对比,樊154块水平井与直井累油对比,日油 t,累油 t,7倍,5倍,（二）浅层浊积岩,砂砾岩：义104-平1井采用连续油管拖动分8段压裂，目前3.0mm自喷，油压9.5MPa，日油32吨，已自喷稳产144天；,义104-平1井生产曲线,（三）砂砾岩,砂砾岩：盐227-1HF井采用泵送桥塞分11段压裂，用液5078.8m3，加砂 291.9m3，目前日油11.1吨，液面在井口。,盐227-1HF井生产曲线,32t,11.1t,6

18、5.3%,（三）砂砾岩,基山砂岩体：夏103-1HF井采用泵送桥塞分5段压裂，目前日油12.7吨，累油612t，已稳产31天，液面在井口。,同区块夏103压后初期日油5.64吨，6个月后降至1.4吨，累产油657吨。,夏103-1HF井生产曲线,（四）基山砂岩体,常规低渗：在营691、辛14等块实施3口井，平均单井日油13吨。,辛14-8HF水平段长624m，压裂4段，累油1476.4吨。,辛14-8HF井生产曲线,完钻井深4609米，水平段长624米，位移2254米。,辛14-8HF,府前大街,（五）常规低渗透,分段压裂直井：桩23、盐22等区块实施直井机械分层压裂80口，是2011年 的5

19、倍；东风港直井机械分层压裂初期日油是笼统压裂的3倍，盐22区块直井机械分层压裂井90天平均日油是同区块笼统压裂的1.9倍。,东风港油田分层压裂与笼统压裂效果对比表,盐22块分层压裂与笼统压裂效果对比表,（六）分段压裂直井,目 录,一、致密油储层特点 二、非常规井设计优化技术 三、非常规井优快钻井技术 四、非常规井压裂完井技术 五、非常规现场实施效果 六、几点认识,1、钻井从注重油层钻遇率向注重完井需求转变,(一)非常规要以“完井压裂”为核心,非常规井三项控制指标要求,常规与非常规水平井差异,2、压裂改造从追求单一高导流裂缝向注重改造体积转变,纵向上，靠压裂突破泥岩夹层，改造多层砂岩； 横向上，

20、靠水平井多级分段压裂，扩大改造体积。,(一)非常规要以“完井压裂”为核心,实现单井经济可采储量的最大化,横向上形成改造体积,纵向上沟通多薄层,义34-1HF井，后期填井2次。,储层横向变化快，钻遇泥岩段易发生井壁坍塌，9井次出现填井侧钻。,陆相沉积、覆盖类型多，非均质性强，预测难度大。,滨173-1HF预测与实施对比表（设计水平段750m，实钻620m，油层277m）,(二)加强地质认识和储层描述，优化选区条件,根据实钻轨迹及时调整，提高储层描述精度。部分区块可以通过打导眼井落实储层；,导眼井与填井费用比较,义123区块A点实钻与设计误差由初期的15米降低至3米,(二)加强地质认识和储层描述，

21、优化选区条件,地层压力、油气比是致密油“甜点”选择的重要依据，应加强包括常规低渗透储量的筛选，提升开发效果。,樊154-平1和义123-平1效果对比,(二)加强地质认识和储层描述，优化选区条件,樊154块和义123块地质条件对比表,非常规正常施工水平井费用统计,（三）非常规必须实施低成本战略,非常规不但要靠技术突破来实现非常规资源动用，更需全过程实施低成本战略，这样才能实现非常规资源的有效动用乃至效益开发。,按税前内部收益率10%评估,按照评估结果，投资5000万，累油达到2.11万吨以上，油价100美元/桶可实现效益开发。,（三）非常规必须实施低成本战略,1、已实施非常规水平井效益情况,每段

22、压裂车组成本对比,胜利与华北成本比较,美国HESS公司用6000万人民币可实施一口垂深3300米、水平段3300米、压裂35段的非常规井，单井经济可采储量是胜利的3倍。,每米钻井成本对比,（三）非常规必须实施低成本战略,对比国内外，胜利非常规费用还有较大的下降空间。,1、已实施非常规水平井效益情况,（三）非常规必须实施低成本战略,盐227块优化井身结构，缩短大尺寸井眼进尺，优化水平段钻具组合，钻井周期由盐227-1HF的134天降至75.6天。,2、注重技术优化，提高实施效益,采用“井工厂”模式，实施网电钻机、钻井液重复利用和整体压裂，单 井总投资由6032万元降至4953万元（降幅17.9%

23、）。,一台十井，品字型布局，节约征地46亩，泥浆循环使用，每3口井使用1个泥浆池。,流水线作业，单井压裂周期由5.7天降至1.9天。,钻井施工流程图,压裂施工流程图,（三）非常规必须实施低成本战略,2、注重技术优化，提高实施效益,樊116、162区块井身结构由三开优化为二开，相比樊154块，平均单井 钻井成本降低461万。,（三）非常规必须实施低成本战略,樊162-3HF井生产曲线,8.7t,4.5t,48%,樊162-3HF井采用二开井身结构，应用40型钻机，钻井费用1271万（樊154区块平均单井费用2184万），总费用2386万元，目前3mm油嘴自喷生产50天。,2、注重技术优化，提高实

24、施效益,3、完善约束激励机制,在非常规增储上产会战运行管理办法的基础上，通过完善制度降低无效投入，实现非常规效益发展。,致密油藏水平井设计审批管理办法 致密油藏非常规井实施运行管理办法,单井项目投资承包,调动开发单位主动性,油田框定服务单位资质,开发单位自主选择,优化四配套设计,确保质量和效益优化到位,（三）非常规必须实施低成本战略,（四）要突破非常规关键技术，更要优化集成常规技术,1、滩坝砂可压性评价及攻关,滩坝砂储层泥质含量高、砂泥交互，岩石可压性比浊积岩、页岩储层更差,不同围压下滨435-4HF岩心应力-应变曲线,砂岩,泥岩,滩坝砂与浊积岩抗拉强度各向异性对比,滩坝砂与页岩岩石性质对比,滨435-1HF井测井与录井对含油性、岩性的解释结果相悖，与现场实施情况不符；滨435-4HF井测录井解释结果一致，利用滨435-4HF井的测井数重新进行储层划分； 在室内岩性实验的基础上，提高压裂系统耐压等级，开展现场试验。,征1井压裂施工曲线,征1-2井压裂施工曲线,征1-2井压裂施工相比征1井，耐压等级从105MPa提高到140MPa，排量从1.5m3/min提高到6m3/min，加砂规模从11m3方提高到